KR102328760B1 - LNG Regasification process and liquid air energy storage system - Google Patents
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Abstract
본 발명은 액화가스 공급부에서 액화가스를 공급하는 제1기화 라인; 제1기화 라인에 배치되고 액화가스와 제1작동 유체가 열교환하는 제1열교환기; 제1열교환기를 포함하고 제1작동 유체가 순환하는 제1순환 라인; 제1기화 라인에 배치되고 액화가스와 제2작동 유체가 열교환하는 제2열교환기; 제2열교환기를 포함하고 제2작동 유체가 순환하는 제2순환 라인; 액화가스 공급부와 제1열교환기 사이에서 제1기화 라인과 분기되고, 제1열교환기와 제2열교환기 사이에서 제1기화 라인과 연결되는 제2기화 라인; 제2기화 라인에 배치되고 액화가스와 공기가 열교환하는 제3열교환기; 제3열교환기를 포함하고 공기 공급부와 액체공기 저장부를 연결하는 공기액화 라인; 액체공기 저장부에서 액체공기를 공급하는 공기발전 라인; 및 제1순환 라인, 제2순환 라인 및 공기발전 라인에 각각 설치되어 제1작동 유체, 제2작동 유체 및 액체공기를 이용하여 동력을 발생시키는 제1, 제2, 및 제3 터빈을 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템으로서, 본 발명의 시스템은, 액화가스 특히, 액화천연가스 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 기술을 통합하여 에너지 효율을 높이고, 액화천연가스 재기화 공정에서의 천연가스 압력 및 액체공기 에너지의 저장 압력을 조절하여 안전성 및 경제성이 우수하며, 수요에 맞는 유연한 운영이 가능한 액화천연가스 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 기술이 결합된 시스템을 제공한다.The present invention is a first vaporization line for supplying liquefied gas from the liquefied gas supply; a first heat exchanger disposed in the first vaporization line and exchanging heat between the liquefied gas and the first working fluid; a first circulation line including a first heat exchanger and through which a first working fluid circulates; a second heat exchanger disposed in the first vaporization line and exchanging heat between the liquefied gas and the second working fluid; a second circulation line including a second heat exchanger and through which a second working fluid circulates; a second vaporization line branched from the first vaporization line between the liquefied gas supply unit and the first heat exchanger, and connected to the first vaporization line between the first heat exchanger and the second heat exchanger; a third heat exchanger disposed in the second vaporization line and exchanging heat between liquefied gas and air; an air liquefaction line including a third heat exchanger and connecting the air supply unit and the liquid air storage unit; an air power generation line for supplying liquid air from the liquid air storage unit; and first, second, and third turbines respectively installed in the first circulation line, the second circulation line and the air power generation line to generate power using the first working fluid, the second working fluid, and liquid air. As a liquid air storage and power generation system, the system of the present invention improves energy efficiency by integrating liquefied gas, in particular, liquefied natural gas regasification process and liquid air energy storage technology, natural gas pressure and It provides a system that combines the liquefied natural gas regasification process and liquid air energy storage technology with excellent safety and economical efficiency by controlling the storage pressure of liquid air energy, and flexible operation to meet demand.
Description
본 발명은 액화천연가스 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 기술이 결합된 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a system in which a liquefied natural gas regasification process and liquid air energy storage technology are combined.
세계 인구의 성장과 생활 수준의 지속적인 개선에 의하여 세계 에너지 수요는 매년 증가하고 있다. 이러한 요구를 충족시키기 위해서 풍부한 매장량을 가지고 있는 천연가스의 중요성이 커지고 있다.Due to the growth of the world population and the continuous improvement of living standards, the world's energy demand is increasing every year. In order to meet these demands, the importance of natural gas with abundant reserves is growing.
일반적으로 천연가스 자원은 수요처와 원거리에 있으므로 파이프 라인을 통한 장거리 가스 운송의 경우 비용이 많이 들기 때문에 현실적이지 못하다. 따라서, 천연가스를 유동화하여 사용하며, 특히 저장 및 운송을 위하여 천연가스를 액화 시설에서 -162 ℃로 냉각 한 후 투명하고 무색의 무독성 액체인 액화천연가스로 변환하여 사용하고 있다.In general, since natural gas resources are far from demanding sources, long-distance gas transportation through pipelines is not realistic because it is expensive. Therefore, natural gas is fluidized and used, and in particular, natural gas is cooled to -162 ℃ in a liquefaction facility for storage and transportation, and then converted into liquefied natural gas, a transparent, colorless, non-toxic liquid.
액화천연가스 유조선 등에 의해 수송된 액화천연가스는 수요처에 사용하기 위해 천연가스로 전환되어야 하고, 액화천연가스 인수 터미널의 재기화 공정이 액화천연가스 냉열 에너지를 전력으로 이용하기 위해 연구되었다.The liquefied natural gas transported by liquefied natural gas tankers, etc., must be converted into natural gas for use in demanding places, and the regasification process of the liquefied natural gas receiving terminal has been studied to use the liquefied natural gas cooling energy as power.
Dispenza 및 Rocca 등은 전기를 생산하기 위해 액화천연가스의 극저온 엑서지(exergy)를 연구하였지만, 주로 냉열 전달에 중점을 두었다. Szargut 등은 작동유체로서 에탄을 이용한 캐스케이드(cascade) 액화천연가스 냉열 발전 사이클을 연구하였다. Choi 등은 작동유체로서 메탄, 에탄 및 프로판을 이용하여 액화천연가스로부터 전기를 생산하였다. 이들은 산업적 전기 수요를 충족시키기 위하여 주로 천연가스의 직접 팽창만을 고려하였다. Garcia 등은 액화천연가스 냉열 발전소에서의 잔열의 적용 방안을 연구하였지만, 액화천연가스의 냉열 에너지를 이용한 발전에만 중점을 두고 있었다.Dispenza and Rocca et al. studied cryogenic exergy of liquefied natural gas to produce electricity, but mainly focused on cold heat transfer. Szargut et al. studied a cascade liquefied natural gas CNG cycle using ethane as a working fluid. Choi et al. produced electricity from liquefied natural gas using methane, ethane and propane as working fluids. They mainly considered the direct expansion of natural gas to meet industrial electricity demand. Garcia et al. studied the application of residual heat in liquefied natural gas cold and heat power plants, but focused only on power generation using the cold energy of liquefied natural gas.
한편, 액화천연가스의 냉열 에너지는 에너지원으로써 직접 공급될 수 있다. 즉, 액화천연가스의 냉열 에너지를 잠시 저장한 후 필요할 때 에너지원으로써 사용할 수 있다. 이는 전통적인 발전소의 환경에 대한 우려가 커짐에 따라 액화천연가스 냉열을 이용한 에너지원은 재생 에너지로서 가치가 증대하고 있다.On the other hand, the cooling energy of liquefied natural gas may be directly supplied as an energy source. That is, the cooling and heat energy of liquefied natural gas can be temporarily stored and used as an energy source when necessary. As concerns about the environment of traditional power plants grow, energy sources using liquefied natural gas cooling and heat are increasing in value as renewable energy.
에너지 저장 시스템 중 액체공기 에너지 저장(Liquid Air Energy Storage, LAES)은 유해 배출물이 없으며, 운영 비용이 낮고, 높은 에너지 저장 밀도로 인해 유망한 기술 중 하나이다.Among the energy storage systems, Liquid Air Energy Storage (LAES) is one of the promising technologies due to its zero emission, low operating cost, and high energy storage density.
다만, 기존에는 액체공기 에너지 저장 시스템과 액화천연가스 재기화 공정을 통합하는 개념 설계에 중점이 있었다. 예를 들어, Park 등은 액화천연가스 재기화 공정과 극저온 에너지 저장 (Cryogenic Energy Storage, CES) 시스템을 통합하여, On-peak 및 off-peak 기간 모두에서 작동하는 공정을 제안하였다. 또한, Lee 등은 액체공기 에너지 저장 시스템에서 액화천연가스 냉열 에너지를 사용하되, 해수를 열원으로 적용하는 공정을 제안하였다. Kim 등은 액화천연가스의 냉열 에너지를 공기의 액화에 사용하는 저장-생산 시스템을 도입하였다.However, in the past, the focus was on the conceptual design that integrates the liquid air energy storage system and the liquefied natural gas regasification process. For example, Park et al. proposed a process that integrates a liquefied natural gas regasification process and a cryogenic energy storage (CES) system, operating in both on-peak and off-peak periods. In addition, Lee et al. proposed a process in which liquefied natural gas cooling and heat energy is used in a liquid air energy storage system, but seawater is applied as a heat source. Kim et al. introduced a storage-production system that uses the cooling and heat energy of liquefied natural gas to liquefy air.
그러나 상기 제안된 기술들은 시스템의 효율에만 중점이 맞추어 졌으며, 수요 변동에 따른 시스템 운영 유연성이나 액화천연가스 재기화 공정에서 액화천연가스 인화성 등으로 인한 잠재적 안전상의 위험에 대해서는 고려하지 않았다. 따라서, 상기 제안된 기술들은 산업적으로 실현하기에는 한계가 있었다.However, the above proposed technologies focused only on system efficiency, and did not consider potential safety risks due to system operation flexibility according to demand fluctuations or flammability of liquefied natural gas in the liquefied natural gas regasification process. Accordingly, the proposed technologies have limitations in industrially realizing them.
본 발명의 목적은 액화가스 특히, 액화천연가스 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 기술을 통합하여 에너지 효율을 높이고, 액화천연가스 재기화 공정에서의 천연가스 압력 및 액체공기 에너지의 저장 압력을 조절하여 안전성 및 경제성이 우수하며, 수요에 맞는 유연한 운영이 가능한 액화천연가스 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 기술이 결합된 시스템을 제공하는 것이다.An object of the present invention is to increase energy efficiency by integrating liquefied gas, in particular, liquefied natural gas regasification process and liquid air energy storage technology, and to adjust the natural gas pressure and liquid air energy storage pressure in the liquefied natural gas regasification process. The goal is to provide a system that combines liquefied natural gas regasification process and liquid air energy storage technology, which is excellent in safety and economics, and can be operated flexibly to meet demand.
본 발명은 상술한 목적을 달성하기 위해, 액화가스 공급부에서 액화가스를 공급하는 제1기화 라인; 제1기화 라인에 배치되고, 액화가스와 제1작동 유체를 열교환하는 제1열교환기; 제1열교환기에서 액화가스와 열교환되는 제1작동 유체가 순환하는 제1순환 라인; 제1기화 라인에 배치되고 액화가스와 제2작동 유체를 열교환하는 제2열교환기; 제2열교환기에서 액화가스와 열교환되는 제2작동 유체가 순환하는 제2순환 라인; 액화가스 공급부와 제1열교환기 사이에서 제1기화 라인과 분기되고, 제1열교환기와 제2열교환기 사이에서 제1기화 라인과 연결되는 제2기화 라인; 제2기화 라인에 배치되고 액화가스와 공기를 열교환하는 제3열교환기; 제3열교환기에서 액화가스와 열교환되는 공기를 공기 공급부로부터 액체공기 저장부로 이송하는 공기액화 라인; 및 제1순환 라인 및 제2순환 라인에 각각 설치되어 제1작동 유체 및 제2작동 유체를 이용하여 동력을 발생시키는 제1 터빈 및 제2 터빈을 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템을 제공한다.The present invention, in order to achieve the above object, a first vaporization line for supplying liquefied gas from the liquefied gas supply unit; a first heat exchanger disposed in the first vaporization line and exchanging heat between the liquefied gas and the first working fluid; a first circulation line through which a first working fluid exchanged with liquefied gas in the first heat exchanger circulates; a second heat exchanger disposed in the first vaporization line and exchanging heat between the liquefied gas and the second working fluid; a second circulation line through which a second working fluid exchanged with the liquefied gas in the second heat exchanger circulates; a second vaporization line branched from the first vaporization line between the liquefied gas supply unit and the first heat exchanger, and connected to the first vaporization line between the first heat exchanger and the second heat exchanger; a third heat exchanger disposed in the second vaporization line and exchanging heat with liquefied gas and air; an air liquefaction line for transferring the air heat-exchanged with the liquefied gas in the third heat exchanger from the air supply unit to the liquid air storage unit; And it provides a liquid air storage and power generation system including a first turbine and a second turbine installed in the first circulation line and the second circulation line, respectively, for generating power using the first working fluid and the second working fluid.
본 발명에 따른 시스템에서 제1기화 라인은, 액화가스 공급부의 액화가스를 이송하기 위한 제1펌프; 및 제2열교환기 하류에 설치되는 제1가열기를 더 포함할 수 있다.In the system according to the present invention, the first vaporization line includes: a first pump for transferring the liquefied gas of the liquefied gas supply; and a first heater installed downstream of the second heat exchanger.
본 발명에 따른 시스템에서 제1기화 라인은, 제1가열기 상류에서 분기되고, 제1가열기 하류에서 연결되는 바이패스 라인; 및 바이패스 라인의 개방을 조절하는 바이패스 조절수단을 더 포함하고, 제2열교환기 하류에서의 압력이 일정 압력 이상이면, 바이패스 조절수단에 의하여 바이패스 라인이 개방될 수 있다.In the system according to the present invention, the first vaporization line includes: a bypass line branched from the first heater upstream and connected downstream of the first heater; and a bypass control means for controlling the opening of the bypass line, wherein when the pressure downstream of the second heat exchanger is equal to or higher than a predetermined pressure, the bypass line may be opened by the bypass control means.
본 발명에 따른 시스템에서 제1순환 라인은, 제1열교환기와 제1터빈 사이에 설치되고, 액화가스와 열교환된 제1작동 유체와 터빈에서 배출된 제1작동 유체를 열교환하는 제4열교환기; 제4열교환기와 제1터빈 사이에 설치되고, 제1작동 유체를 가열하는 제2가열기; 및 제1열교환기와 제4열교환기 사이에 설치되는 제2펌프를 더 포함할 수 있다.In the system according to the present invention, the first circulation line includes: a fourth heat exchanger installed between the first heat exchanger and the first turbine, and exchanging heat with a first working fluid heat-exchanged with liquefied gas and the first working fluid discharged from the turbine; a second heater installed between the fourth heat exchanger and the first turbine and configured to heat the first working fluid; and a second pump installed between the first heat exchanger and the fourth heat exchanger.
본 발명에 따른 시스템에서 제1순환 라인은, 복수의 제2가열기 또는 복수의 제1터빈이 직렬 설치될 수 있다.The first circulation line in the system according to the present invention, a plurality of second heaters or a plurality of first turbines may be installed in series.
본 발명에 따른 시스템에서 제2순환 라인은, 제2열교환기와 제2터빈 사이에 설치되고, 액화가스와 열교환된 제2작동 유체와 터빈에서 배출된 제2작동 유체를 열교환하는 제5열교환기; 제5열교환기와 제2터빈 사이에 설치되고, 제2작동 유체를 가열하는 제3가열기; 및 제2열교환기와 제5열교환기 사이에 설치되는 제3펌프를 더 포함할 수 있다.In the system according to the present invention, the second circulation line includes: a fifth heat exchanger installed between the second heat exchanger and the second turbine, and exchanging heat with the second working fluid heat-exchanged with the liquefied gas and the second working fluid discharged from the turbine; a third heater installed between the fifth heat exchanger and the second turbine and configured to heat the second working fluid; and a third pump installed between the second heat exchanger and the fifth heat exchanger.
본 발명에 따른 시스템에서 제2순환 라인은, 복수의 제3가열기 또는 복수의 제2터빈이 직렬 설치될 수 있다. The second circulation line in the system according to the present invention, a plurality of third heaters or a plurality of second turbines may be installed in series.
본 발명에 따른 시스템은 공기액화 라인에 배치되고, 제3열교환기와 액체공기 저장부 사이에 설치되며, 공기와 제3작동 유체를 열교환하는 제6열교환기; 제6열교환기에서 공기와 열교환되는 제3작동 유체가 순환하는 제3순환 라인; 제3순환 라인 및 공기발전 라인에 배치되고, 제3작동 유체와 액체공기가 열교환하는 제7열교환기를 더 포함할 수 있다.A system according to the present invention includes: a sixth heat exchanger disposed in an air liquefaction line, installed between the third heat exchanger and the liquid air storage unit, and exchanging air with a third working fluid; a third circulation line through which a third working fluid exchanged with air in the sixth heat exchanger circulates; It is disposed in the third circulation line and the air power generation line, and may further include a seventh heat exchanger in which the third working fluid and liquid air exchange heat.
본 발명에 따른 시스템에서 제3순환 라인은, 제6열교환기 하류와 제7열교환기 상류 사이에 설치되는 제1저장부; 제7열교환기 하류와 제6열교환기 상류 사이에 설치되는 제2저장조; 제1저장조와 제7열교환기 사이에 설치되는 제4펌프; 및 제2저장조와 제6열교환기 사이에 설치되는 제5펌프를 더 포함할 수 있다.In the system according to the present invention, the third circulation line includes: a first storage unit installed between the downstream of the sixth heat exchanger and the upstream of the seventh heat exchanger; a second storage tank installed between the seventh heat exchanger downstream and the sixth heat exchanger upstream; a fourth pump installed between the first reservoir and the seventh heat exchanger; and a fifth pump installed between the second storage tank and the sixth heat exchanger.
본 발명에 따른 시스템에서 공기액화 라인은, 공기 공급부와 제3열교환기 사이에 설치되고, 제3열교환기에서 배출된 액화가스와 공기 공급부에서 공급된 공기를 열교환하는 제8열교환기; 및 제8열교환기와 제3열교환기 사이에 설치되고, 공기를 압축하는 압축기를 더 포함할 수 있다.In the system according to the present invention, the air liquefaction line includes: an eighth heat exchanger installed between the air supply unit and the third heat exchanger and exchanging the air supplied from the air supply unit with the liquefied gas discharged from the third heat exchanger; And installed between the eighth heat exchanger and the third heat exchanger, it may further include a compressor for compressing air.
본 발명에 따른 시스템에서 공기액화 라인은, 복수의 제8열교환기 또는 복수의 압축기가 직렬 설치될 수 있다.Air liquefaction line in the system according to the present invention, a plurality of eighth heat exchanger or a plurality of compressors may be installed in series.
본 발명에 따른 시스템에서 공기액화 라인은, 제3열교환기와 액체공기 저장부 사이에 설치되고, 액화가스와 열교환된 공기를 이용하여 동력을 발생시키는 제4터빈을 더 포함할 수 있다.In the system according to the present invention, the air liquefaction line may further include a fourth turbine that is installed between the third heat exchanger and the liquid air storage unit and generates power using air heat-exchanged with liquefied gas.
본 발명에 따른 시스템은 제4터빈과 액체공기 저장부 사이에 설치되고, 공기를 기체 또는 액체로 분리하는 기액분리기; 및 기액분리기에서 공기액화 라인과 분기되고, 제3열교환기를 통과하여 공기 공급부로 연결되는 기화공기 라인을 더 포함할 수 있다.A system according to the present invention includes a gas-liquid separator installed between a fourth turbine and a liquid air storage unit and separating air into gas or liquid; and a vaporized air line branched from the air liquefaction line in the gas-liquid separator and connected to the air supply unit through the third heat exchanger.
본 발명에 따른 시스템에서 기화공기 라인은, 제3열교환기를 통과한 공기를 가열하는 제4가열기를 더 포함할 수 있다.The vaporized air line in the system according to the present invention may further include a fourth heater for heating the air that has passed through the third heat exchanger.
본 발명에 따른 시스템에서 액체공기 저장부로부터 액체공기를 공급하는 공기발전 라인; 및 공기발전 라인에 설치되어 액체공기 저장부로부터 공급된 액체공기를 이용하여 동력을 발생시키는 제3 터빈을 더 포함할 수 있다.An air power generation line for supplying liquid air from the liquid air storage unit in the system according to the present invention; and a third turbine installed in the air power generation line to generate power using liquid air supplied from the liquid air storage unit.
본 발명에 따른 시스템에서 공기발전 라인은, 액체공기 저장부의 하류에서 액체공기를 이송하기 위한 제6펌프; 및 제6펌프와 제3터빈 사이에 설치되고, 액체공기를 가열하는 제5가열기를 더 포함할 수 있다.In the system according to the present invention, the air power generation line includes: a sixth pump for transferring liquid air downstream of the liquid air storage unit; and a fifth heater installed between the sixth pump and the third turbine and heating liquid air.
본 발명에 따른 시스템에서 공기발전 라인은, 복수의 제5가열기 또는 복수의 제3터빈이 직렬 배치될 수 있다.In the air power generation line in the system according to the present invention, a plurality of fifth heaters or a plurality of third turbines may be arranged in series.
본 발명에 따른 시스템에서 공기발전 라인은, 제5가열기 상류에 설치되는 제7펌프를 더 포함할 수 있다.The air power generation line in the system according to the present invention may further include a seventh pump installed upstream of the fifth heater.
본 발명에 따른 시스템에서 액체공기 저장부는, 안전 밸브, 측정계 및 냉각 장치를 포함할 수 있다.The liquid air storage unit in the system according to the present invention may include a safety valve, a measuring system and a cooling device.
본 발명에 따른 시스템에서 안전 밸브의 설정 압력은 0.2MPa 이하이고, 측정계는 압력 또는 온도 측정계이며, 냉각 장치는 액체공기 저장부의 내부에 형성된 코일 형태 또는 외부를 감싸는 형태로서, 냉각 매체가 코일 또는 외부를 통과하며 액체공기 저장부 내부를 냉각하는 것이고, 측정계의 압력 또는 온도가 설정된 수치 이상인 경우 냉각장치의 냉각 매체가 유입될 수 있다.In the system according to the present invention, the set pressure of the safety valve is 0.2 MPa or less, the measuring system is a pressure or temperature measuring instrument, and the cooling device is a coil formed inside the liquid air storage unit or a form surrounding the outside, and the cooling medium is a coil or an external unit. It passes through and cools the inside of the liquid air storage unit, and when the pressure or temperature of the measuring system is higher than the set value, the cooling medium of the cooling device may be introduced.
본 발명에 따른 시스템에서 제1작동 유체 또는 제2작동 유체는 메탄, 에탄, 프로판 및 부탄 중에서 선택된 어느 하나일 수 있다.In the system according to the present invention, the first working fluid or the second working fluid may be any one selected from methane, ethane, propane and butane.
본 발명에 따른 시스템에서 제3작동 유체는 메탄, 에탄, 프로판 및 부탄 중에서 선택된 어느 하나일 수 있다.In the system according to the present invention, the third working fluid may be any one selected from methane, ethane, propane and butane.
또한, 본 발명은 상술한 시스템을 이용하고, 액화가스의 가스화와 함께 전기를 생산하는 평상 모드; 액화가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 에너지 저장 모드; 및 액화가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 추가로 생산하는 에너지 방출 모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드로 작동 가능한 액체공기 저장 및 발전 방법을 제공한다.In addition, the present invention uses the above-described system, and generates electricity together with gasification of liquefied gas; Energy storage mode for storing energy by liquefying the storage gas together with the gasification of the liquefied gas; and an energy release mode for generating electricity along with gasification of liquefied gas and additionally generating electricity through liquefied storage gas; It provides a method for storing and generating liquid air that can be operated in one or more modes selected from among.
본 발명에 따른 방법에 있어서, 평상 시간대에서 평상 모드로 작동하고, 오프-피크 시간대에서 에너지 저장 모드로 작동하며, 온-피크 시간대에서 에너지 방출 모드로 작동할 수 있다. In the method according to the invention, it is possible to operate in a normal mode in normal times, in an energy storage mode in an off-peak time, and in an energy release mode in an on-peak time.
본 발명에서는 액화천연가스 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 통합된 액체공기 저장 및 발전 시스템을 제공함으로써, 액화천연가스 1kg 당 최대 94.75kJ의 일일 출력으로 에너지 효율이 높고, 천연가스 배출 압력 및 액체공기 저장 압력을 조절하여 안전성 및 실효성을 보장하며, 전기 수요에 맞는 유연한 운영이 가능하여 낭비되는 에너지를 절약할 수 있다.In the present invention, by providing a liquid air storage and power generation system in which the liquefied natural gas regasification process and liquid air energy storage system are integrated, energy efficiency is high with a daily output of up to 94.75 kJ per 1 kg of liquefied natural gas, natural gas discharge pressure and By regulating liquid air storage pressure, safety and effectiveness are ensured, and energy wasted can be saved by enabling flexible operation to meet electricity demand.
도 1은 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 개략도이다.
도 2는 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 평상 모드의 상세도이다.
도 3은 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 에너지 저장 및 에너지 방출 모드의 상세도이다.
도 4는 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 제1작동 유체로서 에탄 및 제2작동 유체로서 프로판을 사용했을 때 첫번째 및 두번째 랭킨사이클의 온도-엔트로피(T-S) 선도를 나타낸다.
도 5는 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 에너지 저장 및 방출 모드에서 온도-엔트로피(T-S) 선도를 나타낸다.
도 6은 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 공기 냉각을 위한 LNG 냉열 에너지 사용량의 영향을 비교하기 위한 그래프로서, 공기 충전량과 에너지 저장 모드에서 에너지 소비량(a), 각 모드에서 에너지 생산(b) 및 특정 일일 출력 전력과 최대 출력 전력의 트레이트-오프(trade-off)관계를 나타낸다.
도 7은 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 공기 충전 및 저장 압력의 영향을 나타내는 그래프로서, 공기 충전 압력의 영향(a) 및 에너지 저장 압력의 영향(b, c)을 나타낸다.1 is a schematic diagram of a liquid air storage and power generation system combined with an LNG regasification process and a liquid air energy storage system according to the present invention.
2 is a detailed view of a flat mode of the liquid air storage and power generation system in which the LNG regasification process and the liquid air energy storage system are combined according to the present invention.
3 is a detailed view of the energy storage and energy release mode of the liquid air storage and power generation system combined with the LNG regasification process and the liquid air energy storage system according to the present invention.
4 is a first and second Rankine cycle when ethane is used as the first working fluid and propane as the second working fluid of the liquid air storage and power generation system combined with the LNG regasification process and the liquid air energy storage system according to the present invention. A temperature-entropy (TS) diagram is shown.
5 shows a temperature-entropy (TS) diagram in an energy storage and release mode of a liquid air storage and power generation system combined with an LNG regasification process and a liquid air energy storage system according to the present invention.
6 is a graph for comparing the effect of LNG cooling energy consumption for air cooling of a liquid air storage and power generation system in which an LNG regasification process and a liquid air energy storage system are combined according to the present invention, and the air filling amount and energy storage mode shows the energy consumption (a), energy production (b) in each mode, and the trade-off relationship between the specific daily output power and the maximum output power.
7 is a graph showing the effect of the air charging and storage pressure of the liquid air storage and power generation system combined with the LNG regasification process and the liquid air energy storage system according to the present invention, and the influence of the air charging pressure (a) and energy storage The effect of pressure (b, c) is shown.
이하, 본 발명을 상세하게 설명한다.Hereinafter, the present invention will be described in detail.
본 발명은 액화가스, 특히 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 'LNG')의 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 기술을 통합하여 에너지 효율을 높이고, LNG 재기화 공정에서의 천연가스(Natueal Gas, NG) 압력 및 액체공기 에너지의 저장 압력을 조절하여 안전성 및 경제성이 우수하며, 수요에 맞는 유연한 운영이 가능한 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 기술이 결합된 시스템을 제공하는 것이다.The present invention improves energy efficiency by integrating the regasification process and liquid air energy storage technology of liquefied gas, particularly liquefied natural gas (LNG), and natural gas (Natural Gas, NG) It is to provide a system combining the LNG regasification process and liquid air energy storage technology, which is excellent in safety and economical efficiency by adjusting the pressure and storage pressure of liquid air energy, and can be operated flexibly to meet demand.
도 1은 본 발명에 따른 LNG 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템이 결합된 액체공기 저장 및 발전 시스템의 개략도이다. 재기화 공정은 장거리 수송 시 극저온 상태인 LNG를 산업적으로 사용 가능한 가스 상태로 기화시키는 것이 목적이며, 이 과정에서 LNG의 냉열을 이용하여 전기를 생산한다. 극저온 에너지 저장 시스템은 액체 공기나 액화 질소를 에너지 저장 매체로 이용하는 대용량 에너지 저장 시스템이다. LNG 재기화 공정과 극저온 에너지 저장 시스템은 모두 극저온 특성을 갖는 공정이기 때문에, 두 공정을 통합하게 되면 에너지 저장 효율을 높일 수 있다.1 is a schematic diagram of a liquid air storage and power generation system combined with an LNG regasification process and a liquid air energy storage system according to the present invention. The regasification process aims to vaporize LNG, which is in a cryogenic state, into an industrially usable gas state during long-distance transportation, and in this process, electricity is produced by using the cold heat of LNG. A cryogenic energy storage system is a large-capacity energy storage system using liquid air or liquid nitrogen as an energy storage medium. Since both the LNG regasification process and the cryogenic energy storage system are processes with cryogenic characteristics, energy storage efficiency can be increased by integrating the two processes.
본 발명에서는 LNG의 냉열을 수요에 따라 다른 방식으로 이용하여 전기를 생산할 뿐만 아니라, 에너지 저장 또한 가능하게 하는 시스템을 개발하였다. 에너지 저장 매체로는 공급과 배출이 용이한 공기 등을 사용할 수 있다. 시스템의 운영은 평상, 에너지 저장 및 에너지 방출의 3가지 모드로 작동될 수 있다.In the present invention, a system that not only generates electricity but also stores energy by using the cold heat of LNG in different ways according to demand has been developed. As the energy storage medium, air, which is easily supplied and discharged, may be used. The operation of the system can be operated in three modes: normal, energy storage and energy release.
1. 평상 모드(Conventional section, 도 2)에서는, LNG를 천연가스로 변환하고, LNG 기화 시 발생하는 냉열을 이용하여 전기를 생산한다. 이때, 2번의 랭킨 사이클(Rankine Cycle)이 적용되는데, 전기를 최대한 많이 생산하여 효율을 높일 수 있으며, 공기를 액화하는 과정에서 압축기에 전기를 제공할 수도 있기 때문이다. 1. In the normal mode (Conventional section, FIG. 2), LNG is converted into natural gas, and electricity is produced by using the cooling heat generated during LNG vaporization. At this time, two Rankine cycles are applied, because the efficiency can be increased by producing as much electricity as possible, and electricity can be provided to the compressor in the process of liquefying air.
2. 에너지 저장 모드(Energy storage, 도 3)에서는, LNG의 냉열을 이용하여 에너지를 극저온 상태로 저장한다. 공기는 LNG와 열교환 전에 압축기에 의하여 압축되고 공기의 비점이 상대적으로 높아지게 된다. 이때, 압축기의 동력은 공기와 열교환된 LNG가 제2작동 유체와 열교환하며 생산된 전기(두번째 랭킨 사이클)를 이용한다. 이후, 고압 상태의 공기를 LNG의 냉열을 이용하여 극저온 상태의 액체 공기로 만든 후 탱크에 저장한다. 이를 통하여 전기를 극저온 상태의 에너지로 저장하게 된다. 에너지 저장 모드에서도 LNG는 기화되기 때문에, LNG 재기화 공정 본연의 목적인 천연가스의 생산은 유지된다.2. In the energy storage mode (Energy storage, FIG. 3 ), energy is stored in a cryogenic state by using the cold heat of LNG. Air is compressed by a compressor before heat exchange with LNG, and the boiling point of air becomes relatively high. At this time, the power of the compressor uses electricity (second Rankine cycle) generated by heat-exchanging LNG with air and heat exchange with the second working fluid. Thereafter, the high-pressure air is made into cryogenic liquid air by using the cooling heat of LNG and stored in a tank. Through this, electricity is stored as energy in a cryogenic state. Since LNG is vaporized even in the energy storage mode, the natural gas production, which is the original purpose of the LNG regasification process, is maintained.
3. 에너지 방출 모드(Energy release, 도 3)에서는, 평상 모드와 같이 LNG 재기화 발전을 하면서, 저장조에 저장된 액체공기의 에너지를 방출함으로써 전기 생산량을 획기적으로 높인다. 먼저, 저장되어 있는 고압의 액화 공기를 펌프를 통하여 압력을 더 높여준다. 다음으로, 이를 기화시켜 기체 상태로 만든 후 터빈을 사용하여 전력을 생산하게 된다. 터빈에 의하여 대기압으로 팽창된 공기는 다시 대기 중으로 방출될 수 있다.3. In the energy release mode (Energy release, FIG. 3), as in the normal mode, the electricity production is dramatically increased by releasing the energy of the liquid air stored in the storage tank while performing LNG regasification power generation. First, the stored high-pressure liquefied air is further increased in pressure through a pump. Next, it is vaporized to make it into a gaseous state, and then electricity is produced using a turbine. Air expanded to atmospheric pressure by the turbine can be released back into the atmosphere.
도 2는 본 발명에 따른 액화천연가스 재기화 공정 및 액체공기 에너지 저장 시스템의 평상 모드 상세도이고, 도 3은 에너지 저장 모드 및 에너지 방출 모드의 상세도로서, 본 발명의 액체공기 저장 및 발전 시스템은 제1기화 라인(100), 제1순환 라인(200), 제2순환 라인(300), 제2기화 라인(400), 공기액화 라인(500), 공기발전 라인(600), 제3순환 라인(700), 기화공기 라인(800), 바이패스 라인(900), 제1열교환기(110), 제2열교환기(120), 제3열교환기(130), 제4열교환기(140), 제5열교환기(150), 제6열교환기(160), 제7열교환기(170), 제8열교환기(180), 제1가열기(210), 제2가열기(220), 제3가열기(230), 제4가열기(240), 제5가열기(250), 제1펌프(310), 제2펌프(320), 제3펌프(330), 제4펌프(340), 제5펌프(350), 제6펌프(360), 제7펌프(370), 제1터빈(410), 제2터빈(420), 제3터빈(430), 제4터빈(440), 압축기(510), 액화가스 공급부(610), 공기 공급부(620), 액체공기 저장부(630), 제1저장조(640), 제2저장조(650) 및 기액분리기(660)를 포함할 수 있다.2 is a detailed view in a flat mode of a liquefied natural gas regasification process and a liquid air energy storage system according to the present invention, and FIG. 3 is a detailed view of an energy storage mode and an energy release mode, the liquid air storage and power generation system of the present invention Silver first vaporization line 100 , first circulation line 200 , second circulation line 300 , second vaporization line 400 , air liquefaction line 500 , air power generation line 600 , third circulation Line 700, vaporized air line 800, bypass line 900, first heat exchanger 110, second heat exchanger 120, third heat exchanger 130, fourth heat exchanger 140 , the fifth heat exchanger 150 , the sixth heat exchanger 160 , the seventh heat exchanger 170 , the eighth heat exchanger 180 , the first heater 210 , the second heater 220 , the third heater (230), the fourth heater 240, the fifth heater 250, the first pump 310, the second pump 320, the third pump 330, the fourth pump 340, the fifth pump ( 350), the sixth pump 360, the seventh pump 370, the first turbine 410, the second turbine 420, the third turbine 430, the fourth turbine 440, the compressor 510, It may include a liquefied gas supply unit 610 , an air supply unit 620 , a liquid air storage unit 630 , a first storage tank 640 , a second storage tank 650 , and a gas-liquid separator 660 .
액화가스 공급부(610)는 액화천연가스를 공급하는 곳이다. The liquefied
액화가스 공급부(610)로부터 액화천연가스가 제1기화 라인(100)으로 공급되며 액화천연가스 재기화 공정이 시작된다. 이때, 액화가스 공급부(610)로부터 제1기화 라인(100)으로 액화천연가스를 공급하기 위하여 제1펌프(310)가 사용될 수 있다. The liquefied natural gas is supplied from the liquefied
이때, 제1기화 라인으로 공급되는 액화천연가스의 온도는 -140℃이하일 수 있고, 구체적으로는 -150℃이하 또는 -160℃이하일 수 있다. 예를 들어, -180℃ 내지 -140℃, -170℃ 내지 -150℃, -170℃ 내지 -160℃, -168℃ 내지 -160℃, -164℃ 내지 -160℃, -163℃ 내지 -160℃ 또는 -163℃ 내지 -161℃일 수 있다. At this time, the temperature of the liquefied natural gas supplied to the first vaporization line may be -140 ℃ or less, specifically -150 ℃ or less or -160 ℃ or less. For example, -180 °C to -140 °C, -170 °C to -150 °C, -170 °C to -160 °C, -168 °C to -160 °C, -164 °C to -160 °C, -163 °C to -160 °C °C or -163 °C to -161 °C.
또한, 제1기화 라인으로 공급되는 액화천연가스의 압력은 0.001MPa 내지 1MPa일 수 있고, 구체적으로는 0.01MPa 내지 0.5MPa, 0.01MPa 내지 0.2MPa, 0.05MPa 내지 0.18MPa, 0.1MPa 내지 0.15MPa 또는 0.12MPa 내지 0.14MPa일 수 있다.In addition, the pressure of the liquefied natural gas supplied to the first gasification line may be 0.001 MPa to 1 MPa, specifically 0.01 MPa to 0.5 MPa, 0.01 MPa to 0.2 MPa, 0.05 MPa to 0.18 MPa, 0.1 MPa to 0.15 MPa or 0.12 MPa to 0.14 MPa.
또한, 제1기화 라인으로 공급되는 액화천연가스의 유속은 0.1kg/s 내지 10 kg/s일 수 있고, 구체적으로는 0.5kg/s 내지 5 kg/s, 0.7kg/s 내지 2kg/s, 0.8kg/s 내지 1.5kg/s, 0.8kg/s 내지 1.2kg/s 또는 0.9kg/s 내지 1.1kg/s일 수 있다.In addition, the flow rate of the liquefied natural gas supplied to the first gasification line may be 0.1 kg / s to 10 kg / s, specifically 0.5 kg / s to 5 kg / s, 0.7 kg / s to 2 kg / s, 0.8 kg/s to 1.5 kg/s, 0.8 kg/s to 1.2 kg/s, or 0.9 kg/s to 1.1 kg/s.
제1기화 라인(100)에는 액화가스와 제1작동 유체가 열교환하는 제1열교환기(110) 및 제2열교환기(120)가 설치된다.A
제1열교환기는 액화가스 공급부(610)로부터 공급된 LNG와 제1작동 유체의 열교환이 이루어진다. LNG는 제1작동 유체와의 열교환을 통해 적어도 부분적으로 기화될 수 있고, 제1작동유체는 LNG의 냉열에너지에 의해 응축될 수 있다. 제1작동 유체로는 메탄, 에탄, 프로판, 부탄 및 아르곤 중에서 선택되는 1종 이상을 이용할 수 있고, 에들 들어, 에탄 또는 프로판을 이용할 수 있다.The first heat exchanger performs heat exchange between the LNG supplied from the liquefied
제1순환 라인(200)은 제1열교환기(110)와 연결되며 랭킨 사이클(rankine cycle)이 이루어 진다. 제1순환 라인(200)에서 제1작동 유체는 순환하면서 전기를 생산한다. The
제1순환 라인(200)에는 제1열교환기(110)와 제1터빈(410) 사이에 제4열교환기(140)가 설치될 수 있다. 제4열교환기(140)에서는 제1열교환기(110)에서 액화가스와 열교환된 저온의 제1작동 유체와 제1터빈(410)에서 배출된 고온의 제1작동 유체의 열교환이 이루어진다. 제4열교환기(140)는 랭킨 사이클의 열교환 효율을 향상시킬 수 있다.A
또한, 제1순환 라인(200)에는 제4열교환기(140)와 제1터빈(410) 사이에 제2가열기(220)가 설치될 수 있고, 제1열교환기(110)와 제4열교환기(140) 사이에 제2펌프(320)가 설치될 수 있다.In addition, in the
상기 제2가열기(220)는 제4열교환기(140)를 통과한 제1작동 유체를 열원에 의하여 가열하여 기화시킬수 있다. 열원으로는 해수 등을 사용할 수 있다. 가열에 의해 제1작동 유체는 고온 및 고압의 포화 증기가 되고, 제1터빈(410)에서 팽창하며 동력을 발생시키며, 터빈과 연결된 발전기 등에 의해서 전기를 생산할 수 있다.The
이때, 상기 제2가열기(220) 또는 제1터빈(410)은 각각 복수로 구성되어, 제1순환 라인(200)상에 직렬 배치되어 전기 생산 효율을 더욱 증대할 수 있다. 예를 들어, 제2가열기(220) 또는 제1터빈(410)은 각각 2 이상, 3 이상, 4 이상 또는 5 이상으로 구성될 수 있으며, 2 또는 3인 경우가 경제성 및 에너지 효율면에서 바람직하다. 바람직하게는 상기 제2가열기(220) 및 제1터빈(410)이 각각 복수로 구성되어, 제1순환 라인(200)상에 교대로 직렬 배치될 수 있다. In this case, the
상기 제2펌프(320)는 제1순환 라인(200)에서 제1작동 유체를 이송 및 압축하는 역할을 한다. 즉, 상기 제1터빈(410)에서 팽창된 제1작동 유체는 제1열교환기(110)를 통과하며 저온 및 저압의 포화 액체가 되는데, 펌프는 제1열교환기(110)를 통과한 제1작동 유체를 압축하여 고압 액체로 만든다. The
제2순환 라인(300)은 제2열교환기(120)와 연결되며 두 번째 랭킨 사이클(rankine cycle)이 이루어 진다. 제2순환 라인(300)에서 제2작동 유체는 순환하면서 전기를 생산한다. 상기 제2작동 유체로는 메탄, 에탄, 프로판, 부탄 및 아르곤 중에서 선택되는 1종 이상을 이용할 수 있고, 예들 들어, 에탄 또는 프로판을 이용할 수 있다.The
제2순환 라인(300)에는 제2열교환기(120)와 제2터빈(420) 사이에 제5열교환기(150)가 설치될 수 있다. 제5열교환기(150)에서는 제2열교환기(120)에서 액화가스와 열교환된 저온의 제1작동 유체와 제2터빈(420)에서 배출된 고온의 제2작동 유체의 열교환이 이루어진다. 제5열교환기(150)는 랭킨 사이클의 열교환 효율을 향상시킬 수 있다.A
또한, 제2순환 라인(300)에는 제5열교환기(150)와 제2터빈(420) 사이에 제3가열기(230)가 설치될 수 있고, 제2열교환기(120)와 제5열교환기(150) 사이에 제3펌프(330)가 설치될 수 있다.In addition, in the
상기 제3가열기(230)는 제5열교환기(150)를 통과한 제2작동 유체를 열원에 의하여 가열하여 기화시킬수 있다. 열원으로는 해수 등을 사용할 수 있다. 가열에 의해 제2작동 유체는 고온 및 고압의 포화 증기가 되고, 제2터빈(420)에서 팽창하며 동력을 발생시키며, 터빈과 연결된 발전기 등에 의해서 전기를 생산할 수 있다.The
이때, 상기 제3가열기(230) 또는 제2터빈(420)은 복수로 구성되어, 제2순환 라인(300)상에 직렬 배치되어 전기 생산 효율을 더욱 증대할 수 있다. 예를 들어, 제3가열기(230) 및 제2터빈(420)은 각각 2 이상, 3 이상, 4 이상 또는 5 이상으로 구성될 수 있으며, 2 또는 3인 경우가 경제성 및 에너지 효율면에서 바람직하다. 바람직하게는 상기 제3가열기(230) 및 제2터빈(420)이 각각 복수로 구성되어, 제2순환 라인(300)상에 교대로 직렬 배치될 수 있다.In this case, the
상기 제3펌프(330)는 제2순환 라인(300)에서 제2작동 유체를 이송 및 압축하는 역할을 한다. 즉, 상기 제2터빈(420)에서 팽창된 제2작동 유체는 제2열교환기(120)를 통과하며 저온 및 저압의 포화 액체가 되는데, 펌프는 제2열교환기(120)를 통과한 제2작동 유체를 압축하여 고압 액체로 만든다. The
상기 제2열교환기(120) 이후에 또 다른 순환 라인을 설치하여 추가적인 랭킨 사이클을 적용 할 수도 있다.An additional Rankine cycle may be applied by installing another circulation line after the
상기 제1열교환기(110) 및 상기 제2열교환기(120)에서 제1작동 유체 및 제2작동 유체와 열교환된 LNG는 열교환에 의하여 천연가스로 기화되고, 이후 제1기화 라인(100) 말단에 설치된 제1가열기(210)에서 가열된다. 가열기의 열원으로는 해수 등이 이용될 수 있다. 상기 제1가열기(210) 하류에 팽창기를 설치하여 천연가스의 압력을 낮출 수 있다. 이때, 상기 제1가열기(210) 또는 팽창기는 복수로 구성되어 직렬 설치될 수도 있으며, 예를 들어, 상기 제1가열기(210) 및 팽창기가 복수로 구성되어 교대로 직렬 설치될 수 있다.The LNG heat-exchanged with the first working fluid and the second working fluid in the
일반적으로 LNG 재기화 공정에 의해 기화된 천연가스는 그것을 필요로 하는 수요처에 공급되는데, 이때, 천연가스의 압력은 적어도 7MPa 이상, 6MPa 이상, 5MPa 또는 4MPa이상이 필요하다. 그러나 이송을 위하여 천연가스의 압력을 상승시키는 것은 누출의 위험성이 있으며, LNG의 인화성을 생각해보면 더욱 안전하게 운영되어야 할 필요가 있다.In general, natural gas vaporized by the LNG regasification process is supplied to a demanding party that requires it, at this time, the natural gas pressure is required to be at least 7 MPa or more, 6 MPa or more, 5 MPa or more, or 4 MPa or more. However, raising the pressure of natural gas for transport has a risk of leakage, and considering the flammability of LNG, it needs to be operated more safely.
따라서, 제1기화 라인(100)은 제1가열기(210) 상류에서 분기되고, 제1가열기 하류에서 연결되는 바이패스 라인(900) 및 바이패스 라인의 개방을 조절하는 바이패스 조절수단을 더 포함할 수 있다. 상기 바이패스 조절수단으로 제2열교환기 하류에서의 압력이 일정 압력 이상이면 바이패스 라인을 개방할 수 있다. 예를 들어, 제2열교환기 하류에서의 압력이 7MPa 이상, 6MPa 이상, 5MPa 또는 4MPa이상이면, 바이패스 조절수단에 의하여 바이패스 라인이 개방될 수 있다.Accordingly, the
상기 바이패스 조절수단은 밸브 또는 스위치 등일 수 있다.The bypass control means may be a valve or a switch.
액화가스 공급부(610)와 제1열교환기(110) 사이에서 1기화 라인(100)과 분기되고, 제1열교환기(110)와 제2열교환기(120) 사이에서 제1기화 라인과 연결되는 제2기화 라인(400)이 설치될 수 있다.It is branched from the
제2기화 라인(400)은 LNG를 액화가스 공급부(610)로부터 공급받아 제1작동 유체가 아닌, 공기 공급부(620)로부터 공급되는 공기와 열교환하기 위한 라인이다. 즉, 제2기화 라인(400)은 LNG의 냉열을 이용하여 공기를 냉각하여 액화하고, 이를 저장하여 에너지원으로 사용하기 위한 라인이다. The
상기 제2기화 라인(400)에는 LNG와 공기가 열교환하는 제3열교환기(130)가 설치된다. 제3열교환기(130)는 LNG와 공기가 열교환하므로, 공기 공급부(620)와 액체공기 저장부(630)를 연결하는 공기액화 라인(500)이 제2기화 라인(400)과 교차하며 통과한다.A
공기 공급부(620)로부터 공급된 공기는 공기액화 라인(500)을 따라 이송되며, 제3열교환기(130)에서 LNG와 열교환 후 액화되어 액체공기 저장부(630)로 저장된다. The air supplied from the
제1열교환기 및 제3열교환기에서 각각 독립적으로 제1작동 유체 및 공기와 열교환된 LNG의 배출 온도는 -100℃ 내지 -80℃일 수 있고, 구체적으로는 -100℃ 내지 -82℃, -100℃ 내지 -85℃, -100℃ 내지 -88℃, -100℃ 내지 -91℃, -97℃ 내지 -85℃, -97℃ 내지 -88℃, -94℃ 내지 -85℃, -94℃ 내지 -88℃ 또는 -94℃ 내지 -91℃일 수 있고, 예를 들면, -91℃일 수 있다. 상기 온도 범위에서 전력 생산 효율이 우수하다. 또한, 본 발명에 따른 시스템에서 일일 순 출력 전력과 최대 출력 전력은 트레이트-오프(trade-off) 관계에 있는데 상기 온도 범위일 경우 가장 우수한 효율을 가질 수 있다.The discharge temperature of the LNG heat-exchanged with the first working fluid and air in the first heat exchanger and the third heat exchanger each independently may be -100°C to -80°C, specifically -100°C to -82°C, - 100 °C to -85 °C, -100 °C to -88 °C, -100 °C to -91 °C, -97 °C to -85 °C, -97 °C to -88 °C, -94 °C to -85 °C, -94 °C to -88°C or -94°C to -91°C, for example, -91°C. Power production efficiency is excellent in the above temperature range. In addition, in the system according to the present invention, daily net output power and maximum output power have a trade-off relationship, and in the above temperature range, the highest efficiency may be obtained.
이때, 공기액화 라인(500)은 공기 공급부(620)로부터 공급된 공기를 냉각 및 압축하는 제8열교환(180)기 및 압축기(510)를 더 포함할 수 있다. 상기 제8열교환기(180) 또는 압축기(510)는 제3열교환기(130) 상류에 설치되고, 복수개가 직렬 배치되어 효율을 향상시킬 수 있다. 예를 들어, 제8열교환기(180) 및 압축기(510)는 각각 2 이상, 3 이상, 4 이상 또는 5 이상으로 구성될 수 있으며, 2 또는 3인 경우가 경제성 및 에너지 효율면에서 바람직하다. 바람직하게는 상기 제8열교환기(180) 및 압축기(510)는 복수개가 교대로 직렬 배치될 수 있다.In this case, the
따라서, 상기 제2기화 라인(400)의 LNG는 제3열교환기(130)에서 공기와 열교환 후에 제2기화 라인(400)을 따라 제8열교환기(180) 또는 복수의 제8열교환기(180)를 통과하고, 제2열교환기(120) 상류에서 제1기화 라인(100)에 연결되어 제2열교환기(120)를 통과하며 천연가스로 기화하게 된다.Accordingly, the LNG in the
반면, 공기 공급부(620)로부터 공급된 공기는 공기액화 라인(500)을 따라 제8열교환기(180) 및 압축기(510)를 통과하며 저온 및 고압이 되고, 제3열교환기(130)를 통과하며 액화된다. 액화된 공기는 액체공기 저장부(630)에 저장되어 에너지를 저장하게 된다. On the other hand, the air supplied from the
이때, 공기액화 라인(500)에는 액체공기 저장부(630) 상류에 제4터빈(440) 및 기액분리기(660)가 더 설치될 수 있다. 상기 제4터빈(440)에서는 공기가 액체공기 저장부(630)에 저장되기 전 액화되지 않은 공기를 이용하여 동력을 발생하고, 전기를 생산할 수 있다. 상기 기액분리기(660)에서는 제4터빈(440)을 통과한 공기를 기체 및 액체로 분리하고, 기체인 경우 기액분리기(660)에서 공기액화 라인(500)과 분기된 기화공기 라인(800)을 통해 공기 공급부(620)로 이송하고, 액체인 경우 공기액화 라인(500)을 따라 액체공기 저장부(630)로 이송된다.In this case, in the
상기 기화공기 라인(800)은 기액분리기(660)로부터 제3열교환기(130) 통과하여 공기 공급부(620)로 연결되며, 제3열교환기(130) 하류에 제4가열기(240)가 설치되어 있을 수 있다. 또한, 후술하는 제3작동 유체의 순환 및 열교환을 위한 제6열교환기(160)가 시스템에 설치되는 경우, 기화공기 라인(800)은 제3열교환기(130)를 통과하기 전 제6열교환기(160)를 먼저 통과한다.The vaporized
공기액화 라인(500)에서 공기의 열효율 향상을 위하여 제3열교환기(130) 하류에 제6열교환기(160)를 더 설치할 수 있다. 제6열교환기(160)는 제3작동 유체가 순환하는 제3순환 라인(700)과 교차하며 공기와 제3작동 유체를 열교환하는 역할을 한다. In order to improve the thermal efficiency of air in the
제3작동 유체는 제3순환 라인(700)을 순환하며, 제3순환 라인(700)에 설치된 제6열교환기(160)에서 제3열교환기(130)를 통과한 공기와 열교환하고, 제3순환 라인(700)에 설치된 제7열교환기(170)에서 액체공기 저장부(630)에서 공급된 공기와 열교환하며 시스템의 에너지 효율을 향상시킨다. 상기 제3작동 유체로는 메탄, 에탄, 프로판, 부탄 및 아르곤 중에서 선택되는 1종 이상을 이용할 수 있고, 예들 들어, 프로판을 이용할 수 있다.The third working fluid circulates through the
제3순환 라인(700)에는 제6열교환기(160) 하류와 제7열교환기(170) 상류 사이에 설치되는 제1저장조(640), 제7열교환기(170) 하류와 제6열교환기(160) 상류 사이에 설치되는 제2저장조(650), 상기 제1저장조(640)와 제7열교환기(170) 사이에 설치되는 제4펌프(340) 및 상기 제2저장조(650)와 제6열교환기(160) 사이에 설치되는 제5펌프(350)가 설치 될 수 있다.In the
제6열교환기에서 공기와 제3작동 유체의 최소 온도 차이를 유지하기 위해서 상기 압축기(510)를 통과한 공기의 압력은 3MPa 내지 4.5MPa일 수 있고, 구체적으로는 3.2MPa 내지 4.2MPa, 3.2MPa 내지 4.0MPa, 3.2MPa 내지 3.8MPa, 3.3MPa 내지 3.7MPa 또는 3.4MPa 내지 3.5MPa일 수 있다. 예를 들어, 상기 압축기(510)를 통과한 공기의 압력은 3.5MPa일 수 있다. In order to maintain the minimum temperature difference between the air and the third working fluid in the sixth heat exchanger, the pressure of the air passing through the
액체공기 저장부(630)에 저장된 액체공기는 공기 발전 라인(600)을 따라 설치된 제5가열기(250) 및 제3터빈(430)에 의하여 팽창하며 동력을 생산한다. 이때 제5가열기(250) 또는 제3터빈(430)은 복수로 구성되어, 직렬 배치될 수 있다. 예를 들어, 제5가열기(250) 및 제3터빈(430)은 각각 2 이상, 3 이상, 4 이상 또는 5 이상으로 구성될 수 있으며, 에너지 효율면에서 3 또는 4인 경우가 바람직하며, 4인 경우가 특히 바람직하다. 바람직하게는 상기 제5가열기(250) 및 제3터빈(430)이 복수로 구성되어, 교대로 직렬 배치될 수 있다.The liquid air stored in the liquid
이때, 액체공기는 액체공기 저장부(630)와 제5가열기(250) 사이에 설치된 제7열교환기(170)에서 제3작동 유체와 열교환 할 수 있다. 상기 제6열교환기(160) 및 제7열교환기(170)에서의 열교환에 의하여 손실되는 냉열에너지를 최소화 할 수 있다. At this time, the liquid air may exchange heat with the third working fluid in the
또한, 공기발전 라인(600)에는 액체공기 저장부(630)의 하류에서 액체공기를 이송하기 위한 제6펌프(360) 및 제7열교환기(170)와 제5가열기(250) 사이에 설치되어 액체 공기를 압축하는 제7펌프(370)가 설치될 수 있다.In addition, the air
액체공기 저장부(630)는 저장조의 안전성을 담보하기 위하여 안전 밸브, 측정계 및 냉각 장치를 포함할 수 있다. 또한 더욱 바람직하게는 제6펌프(360) 하류에 액체공기 저장부(630)로 연결되는 리턴라인 또는 액체공기 저장부(630) 내부에 설치되는 교반기를 더 포함할 수 있다.The liquid
상기 안전 밸브의 설정 압력은 0.5MPa 이하일 수 있고, 구체적으로는 0.4MPa 이하, 0.3MPa 이하, 0.2MPa 이하 또는 0.15MPa 이하 일 수 있다. 예를 들어, 상기 안전 밸브의 설정 압력은 0.01 내지 0.2MPa, 0.05 내지 0.2MPa, 0.1 내지 0.2MPa, 0.1 내지 0.15MPa, 0.12 내지 0.18MPa, 0.15 내지 0.18MPa 또는 0.12 내지 0.15MPa 일 수 있다.The set pressure of the safety valve may be 0.5 MPa or less, and specifically, 0.4 MPa or less, 0.3 MPa or less, 0.2 MPa or less, or 0.15 MPa or less. For example, the set pressure of the safety valve may be 0.01 to 0.2 MPa, 0.05 to 0.2 MPa, 0.1 to 0.2 MPa, 0.1 to 0.15 MPa, 0.12 to 0.18 MPa, 0.15 to 0.18 MPa, or 0.12 to 0.15 MPa.
상기 측정계는 압력 또는 온도 측정계이고, 상기 냉각 장치는 액체공기 저장부(630)의 내부에 형성된 코일 형태 또는 외부를 감싸는 형태로서, 냉각 매체가 코일 또는 외부를 통과하며 액체공기 저장부 내부를 냉각하는 것이며, 측정계의 압력 또는 온도가 설정된 수치 이상인 경우 냉각장치의 냉각 매체가 유입될 수 있다.The measurement system is a pressure or temperature measurement system, and the cooling device is a coil formed inside the liquid
액체공기 저장부(630)는 상기와 같은 안전 밸브, 측정계 및 냉각 장치를 가짐으로써, 장시간 액체공기의 유입이 없더라도 액체공기의 기화에 의한 저장조의 압력 증가로 인한 사고를 피할 수 있으며, 일정한 온도로 액체공기 저장부를 유지하여 제7열교환기(170)에서의 열교환 효율이나 제3터빈(430)에서의 발전 효율이 떨어지지 않도록 할 수 있다.Since the liquid
또한, 본 발명은 상술한 시스템을 이용하고, 액화가스의 가스화와 함께 전기를 생산하는 평상 모드; 액화가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 에너지 저장 모드; 및 액화가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 추가로 생산하는 에너지 방출 모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드로 작동 가능한 액체공기 저장 및 발전 방법을 제공한다.In addition, the present invention uses the above-described system, and generates electricity together with gasification of liquefied gas; Energy storage mode for storing energy by liquefying the storage gas together with the gasification of the liquefied gas; and an energy release mode for generating electricity along with gasification of liquefied gas and additionally generating electricity through liquefied storage gas; It provides a method for storing and generating liquid air that can be operated in one or more modes selected from among.
본 발명에 따른 방법에 있어서, 평상 시간대에서 평상 모드로 작동하고, 오프-피크(off-peak) 시간대에서 에너지 저장 모드로 작동하며, 온-피크(on-peak) 시간대에서 에너지 방출 모드로 작동할 수 있다. 온-피크 시간대는 전력 피크 시간대로서 예를 들어 10시 내지 12시, 14시 내지 17시, 및/또는 17시 내지 19시일 수 있다. 오프-피크 시간대는 예를 들어 22시 내지 8시 또는 24시 내지 6시일 수 있다. 평상 시간대는 온-피크 시간대 및 오프-시간대를 제외한 나머지 시간대일 수 있다.In the method according to the invention, it is possible to operate in a normal mode in normal times, in an energy storage mode in an off-peak time, and in an energy release mode in an on-peak time. can The on-peak time period may be, for example, 10 o'clock to 12 o'clock, 14 o'clock to 17 o'clock, and/or 17 o'clock to 19 o'clock as the power peak time period. The off-peak time period may be, for example, between 22:00 and 8:00 or between 24 and 6 o'clock. The normal time zone may be a time zone other than the on-peak time zone and the off-time zone.
[실시예][Example]
1. 시스템 설계1. System design
LNG 재기화 공정 및 액체 공기 에너지 저장 기술(LAES)이 결합된 본 발명의 시스템은 LNG를 천연가스로 변환하면서도, 평상 모드, 에너지 저장 모드 및 에너지 방출 모드가 유연하게 작동할 수 있다. 특히, 평상 모드와 에너지 방출 모드는 각각 독립적이고 유연하게 운영되며 전기 및 천연가스를 적절하게 공급할 수 있다.The system of the present invention combined with LNG regasification process and liquid air energy storage technology (LAES) can flexibly operate in normal mode, energy storage mode and energy release mode while converting LNG to natural gas. In particular, the normal mode and the energy release mode operate independently and flexibly, and can supply electricity and natural gas appropriately.
또한, LNG 증기 압력과 액체 공기 저장 압력을 최대한 낮게 설정하여 안전성을 향상하였다. 본 발명에서 LNG 증기 압력은 약 7MPa인데 이는 천연가스를 수요자에게 공급하는 최소한의 압력이다. 본 발명에서 액체 공기 저장 압력은 0.18MPa를 초과하지 않는다. 이는 산업적으로 만족하는 저장조의 최대 압력에 해당한다. 또한 본 발명은 전기 수요 또는 가격에 따른 변동성에서도 유연한 운영이 가능하므로 경제성이 뛰어나다.In addition, safety was improved by setting the LNG vapor pressure and liquid air storage pressure as low as possible. In the present invention, the LNG vapor pressure is about 7 MPa, which is the minimum pressure for supplying natural gas to consumers. In the present invention, the liquid air storage pressure does not exceed 0.18 MPa. This corresponds to the industrially satisfactory maximum pressure of the storage tank. In addition, the present invention is highly economical because flexible operation is possible even in the case of fluctuations in electricity demand or price.
본 발명에서는 무한대의 열교환을 피하기 위하여 열교환이 가능한 열교환기의 최소 온도 차이(Minimum Temperature Difference, 이하'MTD')는 3℃로 설정되었다. 또한, 직관적이며 열역학적 분석의 용이함을 위하여 LNG의 질량 유속은 1kg/s로 설정되었다. LNG 조성 및 작동조건을 각각 표 1 및 표 2에 나타내었다.In the present invention, in order to avoid infinite heat exchange, the minimum temperature difference (hereinafter 'MTD') of the heat exchangers capable of heat exchange was set to 3°C. In addition, for intuitive and easy thermodynamic analysis, the mass flow rate of LNG was set to 1 kg/s. The LNG composition and operating conditions are shown in Tables 1 and 2, respectively.
[표 1][Table 1]
[표 2][Table 2]
1) 평상 모드1) Normal mode
평상 모드는 LNG의 냉열을 이용하여 직접 전기를 생산하였다. LNG가 액화가스 공급부(610)로부터 제1기화 라인(100)을 통하여 천연가스로 기화되어 배출되기까지 LNG를 기화하며, 전기를 생산하는 모드이다. 액화가스 공급부(610)에서 공급된 LNG는 제1펌프(310)를 통하여 제1기화라인 내에서 이송되며, 이송과정에서 제1열교환기(110) 및 제2열교환기(120)를 통과한다. In the normal mode, electricity was directly produced using the cold heat of LNG. It is a mode in which LNG is vaporized from the liquefied
제1열교환기(110) 및 제2열교환기(120)에서는 제1작동 유체 및 제2작동 유체를 이용하여 전기를 생산한다. 이때, 최대의 전기 생산이 가능하고, 랭킨 사이클의 제1작동 유체로는 에탄, 제2작동 유체로는 프로판이 사용되었다. 랭킨 사이클 내에서 작동 유체는 제2가열기(220) 및 제3가열기(230)에서 해수에 의해 가열되고 고온 및 고압의 포화증기가 되며, 2단의 제1터빈(410) 및 제2터빈(420)에서 임펠러를 가동하며 동력을 생산하고, 팽창하였다. 이후 작동유체는 LNG 냉열과 각각 제1열교환기(110) 및 제2열교환기(120)에서 열교환되고 저온 및 저압의 포화 액체가 되었다.The
저온 및 저압의 포화 액체는 각각 제2펌프(320) 및 제3펌프(330)에서 압축되고 고압의 액체가 되어 다음 사이클에서 기화하였다.The low-temperature and low-pressure saturated liquid was compressed by the
2) 에너지 저장 모드2) Energy storage mode
에너지 저장모드에서는 LNG 냉열을 직접적 및 간접적인 방법으로 공기에 전달하였다. 에너지 저장모드에서는 공기 공급부(620)에 저장된 공기가 공기액화 라인(500)을 통하여 제8열교환기(180) 및 압축기(510)를 통과한 후 제3열교환기(130)에서 LNG와 열교환되고, 제6열교환기(160)에서 제3작동 유체와 열교환되며, 제4터빈(440) 및 기액분리기(660)를 통과하여 액체공기 저장부(630)에 저정되었다. 한편, LNG는 액화가스 공급부(610)으로부터 제1펌프(310)에 의하여 제2기화 라인(400)을 통하여 제3열교환기를 통과하고 이후 제1기화 라인에 연결되어 제2열교환기(120)에서 제2작동 유체로 열을 전달하였다. LNG의 높은-등급(high-grade)의 저온 에너지는 제3열교환기(130)에서 직접 공기를 냉각 및 액화하였다. 열교환 후 남은 냉열은 간접적으로 두번째 랭킨 사이클에서 전기를 생산하고, 생산된 전기는 공기를 압축하는 압축기(510)에 사용되었다. 액화된 공기는 제3작동 유체 및 기액분리기(660)에서 분리된 공기에 의해 더욱 냉각되었다. 제3작동 유체로는 프로판을 선택하였다. 고압의 액체 공기는 제4터빈에서 팽창하였고, 기액분리기에서 대부분의 액화된 공기는 액체공기 저장부(630)에 저장되고 액화되지 않은 공기는 되돌아가 다시 다단의 열교환기를 통과하게 되었다. In the energy storage mode, LNG cold heat was transferred to the air in a direct and indirect way. In the energy storage mode, the air stored in the
3) 에너지 방출 모드3) Energy release mode
에너지 방출 모드는 평상 모드와 함께 작동되었다. 액체공기 저장부(630)에 저장된 액체공기는 제6펌프(360) 및 제7펌프(370)의 두개의 펌프를 통과하며 고압으로 압축되었다. 이때 제7열교환기(170)에서 제3작동 유체와 열교환되었다. 액체공기는 제5가열기(250)에서 해수에 의해 가열되며 증발하고 4단의 제3터빈(430)에서 전기를 생산하였다. The energy release mode was operated in conjunction with the normal mode. The liquid air stored in the liquid
2. 공정 시뮬레이션 및 분석 모델2. Process simulation and analysis model
(1) 분석 도구 및 기본 가정(1) Analysis tools and basic assumptions
공정 시뮬레이션은 엄격한 상용 시뮬레이션 소프트웨어인 Aspen HYSYS V10을 사용하였다. 열역학적 특성 계산에는 석유화학 및 가스 공정 분야에서 많이 사용하는 The Peng-Robinson 방정식이 적용되었다. 시뮬레이션을 위한 몇가지 가정은 하기와 같다:Process simulation was performed using Aspen HYSYS V10, a rigorous commercial simulation software. The Peng-Robinson equation, which is widely used in petrochemical and gas processing fields, was applied to calculate the thermodynamic properties. Some assumptions for the simulation are:
i) 공정은 정상상태에 도달하고, 주변으로 열 손실이 없고,i) the process reaches a steady state, there is no heat loss to the surroundings,
ii) 공기의 수분은 무시되고, 공정에 공급되기 전 공기는 정화되며,ii) moisture in the air is ignored and the air is cleaned before being fed to the process;
iii) 등엔트로피 효율 모델을 사용하여 전력 생산을 평가하거나, 압축기, 터빈 및 펌프의 소비를 평가하고,iii) use isentropic efficiency models to evaluate power production, or to estimate the consumption of compressors, turbines and pumps;
iv) 열교환기 및 라인의 압력 강하는 무시하며,iv) ignoring the pressure drop in the heat exchanger and lines,
v) 전력 수요 피크 시간은 하루에 8 내지 12시간으로 가정하고,v) Assume that the peak time of power demand is 8 to 12 hours per day,
vi) 하루 동안 공급 및 배출되는 공기 양은 동일하다.vi) The amount of air supplied and exhausted during the day is the same.
(2) 공정 성능 분석 모델(2) Process performance analysis model
1) 특정 일일 순 출력 전력(Specific daily net output power)1) Specific daily net output power
평상 모드에서 LNG 질량 당 순 출력 전력, Wout,con은 하기 수학식 1로 정의된다.In the normal mode, the net output power per LNG mass, W out,con is defined by
[수학식 1][Equation 1]
Tcon은 평상 모드에서 하루 운영 시간이고, mLNG는 LNG의 질량 유속(kg/s)이며, 장치의 에너지 소비 및 생산은 표 3에 나타난 관계식에 의하여 유도된다.T con is the operating time per day in normal mode, m LNG is the mass flow rate of LNG (kg/s), and the energy consumption and production of the device is derived by the relation shown in Table 3.
[표 3][Table 3]
표 3에서 mpump, mcomp 및 mtur은 펌프, 압축기 및 터빈의 질량 유속이고, npump, ncomp 및 ntur은 등엔트로피 효율이며, hi, hi+1,s는 상류 및 하류 스트림의 특정 엔탈피이고, 아래첨자 s는 이상적인 등엔트로피 공정이다.In Table 3, m pump , m comp and m tur are the mass flow rates of the pump, compressor, and turbine, n pump , n comp and n tur are the isentropic efficiencies, and h i , h i+1,s are the upstream and downstream streams is the specific enthalpy of , and the subscript s is the ideal isentropic process.
에너지 저장 모드 및 에너지 방출 모드에서 LNG 질량 당 순 출력 전력, Wout,rls는 하기 수학식 2로 정의된다.In the energy storage mode and the energy release mode, the net output power per LNG mass, W out,rls is defined by
[수학식 2][Equation 2]
Tstr과 Trls는 에너지 저장 모드 및 에너지 방출 모드에서 하루 운영 시간이고, LNG 질량 당 특정 일일 순 출력 전력은 하기 수학식 3으로 정의된다.T str and T rls are the daily operating hours in the energy storage mode and the energy release mode, and a specific daily net output power per LNG mass is defined by
[수학식 3][Equation 3]
상기 수학식 3에서 Wout,ovl은 전체 공정의 특정 일일 순 출력 전력이며, 단위는 kJ/kg-LNG이다.In
2) 특정 최대 출력 전력(Specific maximum output power)2) Specific maximum output power
평상 모드에서 LNG 질량 당 출력 전력, Eout,con은 Wout,con과 동일하고, 에너지 저장 모드 및 에너지 방출 모드에서 LNG 질량 당 출력 전력, Eout,rls는 하기 수학식 4로 정의된다.The output power per LNG mass in the normal mode, E out,con is the same as W out,con , and the output power per LNG mass in the energy storage mode and energy release mode, E out,rls is defined by
[수학식 4][Equation 4]
특정 최대 출력 전력, Eout,rls는 평상 모드 및 에너지 방출 모드에서 출력 전력의 합이며 하기 수학식 5로 정의된다.The specific maximum output power, E out,rls , is the sum of the output powers in the normal mode and the energy release mode and is defined by
[수학식 5][Equation 5]
3) 엑서지(Exergy) 분석3) Exergy analysis
엑서지 분석에서는 두 가지 측면에서 손실된 엑서지를 결정하였다. 첫째는 시스템 내의 비가역성으로 인한 엑서지 손실이고, 둘째는 주변으로 미사용 엑서지가 방출됨에 따른 엑서지 파괴이다. 시스템의 전체 엑서지는 화학 및 물리적 엑서지 비율의 조합이다. 그러나 화학적 엑서지는 공정에서 화학 반응이 없으므로 엑서지 분석에 포함되지 않았다. 물리적 엑서지는 수학식 6에 의해 계산된다. In the exergy analysis, the lost exergy was determined from two aspects. The first is exergy loss due to irreversibility in the system, and the second is exergy destruction due to the release of unused exergy to the surroundings. The total exergy of the system is a combination of chemical and physical exergy ratios. However, chemical exergy was not included in the exergy analysis because there was no chemical reaction in the process. Physical exergy is calculated by Equation (6).
[수학식 6][Equation 6]
Ex, H, T 및 S는 스트림의 엑서지 비율, 엔탈피, 온도 및 엔트로피이다. 아래첨자 i 및 0은 장비의 열역학적 조건과 대기 조건(25℃, 1atm)을 나타낸다. 시스템의 엑서지 밸런스는 수학식 7 내지 9와 같다.Ex, H, T and S are the exergy ratio, enthalpy, temperature and entropy of the stream. Subscripts i and 0 indicate the thermodynamic and atmospheric conditions of the instrument (25°C, 1 atm). The exergy balance of the system is as shown in
[수학식 7][Equation 7]
[수학식 8][Equation 8]
[수학식 9][Equation 9]
L은 엑서지 손실 비율 또는 파괴 비율이며, 아래첨자 net는 순 비율을 나타낸다. 순 엑서지는 총 엑서지와 일에 의해 얻어지지만, 엑서지 손실 또는 파괴 비율은 엑서지 밸런스로부터 결정된다. L is the exergy loss rate or destruction rate, and the subscript net represents the net rate. The net exergy is obtained by the total exergy and work, but the rate of exergy loss or destruction is determined from the exergy balance.
각 구성 장치의 엑서지 손실 또는 파괴 계산과 관련하여 세부적인 식은 표 4에 나타내었다.Table 4 shows detailed equations related to the calculation of exergy loss or destruction of each component.
[표 4][Table 4]
각 장치별 계산된 엑서지 파괴 또는 손실은 하기 표 5에 나타내었다.The calculated exergy breakdown or loss for each device is shown in Table 5 below.
[표 5][Table 5]
3. 본 발명의 기술적 성능3. Technical performance of the present invention
(1) 본 발명의 성능(1) Performance of the present invention
본 발명에 따른 시뮬레이션 결과는 하기 표 6에 나타내었다.Simulation results according to the present invention are shown in Table 6 below.
[표 6][Table 6]
또한, 평상 모드에서 열흐름을 나타낸 도표를 도 6(a) 및 에너지 저장 모드에서 열흐름을 나타낸 도표를 도 6(b)에 나타내었다.In addition, a diagram showing the heat flow in the normal mode is shown in FIG. 6(a) and a diagram showing the heat flow in the energy storage mode is shown in FIG. 6(b).
시뮬레이션 결과, 특정 일일 순 출력 전력은 평상 모드 및 에너지 저장 모드에서 각각 122.0kJ/kg-LNG와 67.5KJ/kg-LNG였다. 에너지 저장 모드에서는 공기 압축에 전력을 소모하기 때문에 평상 모드에 비하여 특정 일일 순 출력 전력이 낮게 나타났다.As a result of the simulation, the specific daily net output power was 122.0 kJ/kg-LNG and 67.5 KJ/kg-LNG in normal mode and energy storage mode, respectively. In the energy storage mode, the specific daily net output power was lower than in the normal mode because power was consumed for air compression.
또한, 엑서지 분석에서는 열교환기와 해수 가열기가 각각 46.6% 및 40.6%로 엑서지를 소산시키는 점유율이 높았다. Also, in the exergy analysis, the heat exchanger and seawater heater had a high share of dissipating exergy at 46.6% and 40.6%, respectively.
그러나 해수 가열기에서의 엑서지는 저-등급(low-grade)의 엑서지로서 순 출력 전력을 향상시키기보다는 운영 유연성 및 공정의 경제성에 영향을 미친다. However, exergy in seawater heaters is a low-grade exergy that affects operational flexibility and process economics rather than improving net output power.
On-피크 시간에서 에너지 저장 모드를 하루에 16시간으로하고 에너지 방출 모드를 하루에 8시간으로 한 경우 평상 모드와 에너지 방출 모드에서 생산된 전력의 최대값은 356.3KW에 달했다.In the on-peak time, when the energy storage mode is set to 16 hours per day and the energy release mode is set to 8 hours per day, the maximum power generated in the normal mode and the energy release mode reached 356.3KW.
LNG를 분리하여 일부 LNG는 공기를 냉각하고, 나머지 LNG는 전기를 생산하는 LNG-CES 시스템을 비교예 1로하고, 비교에 1에 추가적으로 하나의 랭킨 사이클을 사용한 LNG-ORC(Organic Rankine Cycle)-LAES 시스템을 비교예 2로 하여, 본 발명의 시스템(실시예)과 비교한 내용을 표 7에 나타내었다. LNG-ORC (Organic Rankine Cycle)- using an LNG-CES system that separates LNG to cool air and produce electricity for the rest of LNG, and uses one Rankine cycle in addition to Comparative Example 1 Table 7 shows the comparison with the system (Example) of the present invention using the LAES system as Comparative Example 2.
[표 7][Table 7]
상기 표 7에서 피크 시간 8 내지 12에서 특정 일일 순 전력 출력 범위는 85.67 내지 94.775kJ/kg-LNG였다. 피크 시간이 증가 할 수록 특정 일일 순 전력 출력은 증가할 수 있다.In Table 7 above, the specific daily net power output range at
상기 표 7에서 본 발명의 시스템이 비교예 1 및 2에 비해서 높은 특정 일일 순 전력 출력값을 나타냈었고, 특히, 피크 시간이 길수록 상당한 이점을 보여준다. 비교예 1 및 비교예 2는 다른 피크 시간에서도 동일한 특정 일일 순 전력 출력값을 보였는데, 이는 평상모드 외에는 전력을 생산하는 방법이 없기 때문이다.In Table 7 above, the system of the present invention exhibited higher specific daily net power output values compared to Comparative Examples 1 and 2, and in particular, a longer peak time shows significant advantages. Comparative Example 1 and Comparative Example 2 showed the same specific daily net power output value even at different peak times, because there is no method of generating power other than the normal mode.
(2) 공기 냉각 및 액화를 위한 냉열 에너지 이용량의 영향(2) Effect of cooling energy usage for air cooling and liquefaction
공기 냉각 및 액화를 위한 LNG 냉열 사용량은 디자인에 따라 다르게 변화할 수 있다. 공기 냉각 후 배출되는 LNG의 온도는 본 발명에서 중요한 결정 변수에 해당한다. 본 시뮬레이션에서 LNG 냉열의 사용량은 237.6kJ/kg-LNG이고 이에 상응하는 공기 냉각 후 LNG의 배출 온도는 -91℃이다. LNG 냉열 에너지의 사용량의 영향을 알아보기 위하여 공기 액화 저장조(630)에 저장되는 액체 공기의 양을 냉열 에너지 사용량에 상응하도록 조절하였다. 또한, 열교환기에서 LNG와 공기의 온도 차이는 MTD 3℃를 만족하도록 조절하였다. 3℃ 단위로 공기 냉각 후 LNG 배출 온도의 변화와 저장조의 공기 충전량을 도 7(a)에 나타내었다.LNG cooling heat consumption for air cooling and liquefaction may vary depending on the design. The temperature of the LNG discharged after air cooling corresponds to an important determining variable in the present invention. In this simulation, the amount of LNG cold heat used is 237.6 kJ/kg-LNG, and the corresponding discharge temperature of LNG after air cooling is -91°C. In order to examine the influence of the amount of LNG cooling energy used, the amount of liquid air stored in the air
도 7(b)에는 각 모드별 전력 생산을 나타내었다. 평상 모드에서 전력 생산은 -91℃에서 최대값을 나타내었다. 평상 모드에서는 -91℃ 전후로 전력 생산이 감소하였다. 에너지 저장 모드 및 에너지 방출 모드에서는 LNG 배출 온도가 낮아짐에 따라 전력 소비는 물론 공기에 의한 전력 생산도 감소하였다. 이는 고-등급의 LNG 냉열 에너지의 사용 및 두 번째 랭킨 사이클로부터 공기 압축기로 공급되는 전력에 의한 것이다.7(b) shows the power production for each mode. In normal mode, power production showed a maximum value at -91°C. In normal mode, power production decreased around -91°C. In the energy storage mode and energy release mode, as the LNG discharge temperature is lowered, not only the power consumption but also the electricity production by air decreased. This is due to the use of high-grade LNG cold energy and the power supplied to the air compressor from the second Rankine cycle.
도 7(c)는 특정 일일 순 전력 출력 및 최대 전력 출력의 관계를 나타낸다. 특정 일일 순 전력 출력은 8시간의 피크 시간인 경우, 최소 77.3에서 최대 88.4의 값을 가진다 또한, 피크 시간이 증가함에 따라 일일 순 전력 출력은 증가하지만, 최대 전력 출력은 감소한다. 일일 순 출력 전력 및 최대 출력 전력의 최대값은 각각 95.5kJ/kg-LNG 및 387.3KW이다. 7( c ) shows the relationship between a specific daily net power output and a maximum power output. The specific daily net power output has a value of at least 77.3 and at most 88.4 for a peak time of 8 hours. Also, as the peak time increases, the daily net power output increases, but the maximum power output decreases. The maximum daily net output power and maximum output power are 95.5 kJ/kg-LNG and 387.3 KW, respectively.
(3) 공기 충전 및 저장 압력의 영향(3) Effect of air filling and storage pressure
에너지 저장 모드에서 공기 충전 압력 및 에너지 저장 압력은 에너지 소비와 공기의 재사용량의 엄청난 영향을 미친다. 따라서 공정 성능을 향상시키기 위해서 공기 충전 압력은 3.5Mpa로 한다. 이는 제3열교환기에서 공기와 LNG의 온도 차이가 MTD 3℃를 만족하기 위함이다. 도 8(a)에 따르면, 압력이 4.1MPa까지 증가하면, 액화 공기 수율은 0.17%만 증가하지만, 에너지 저장 모드의 에너지 소비는 큰 폭으로 증가한다. 따라서 3.5MPa에서 최적의 디자인이 가능하다.In energy storage mode, the air filling pressure and energy storage pressure have a huge impact on energy consumption and the amount of air reuse. Therefore, in order to improve the process performance, the air filling pressure is set to 3.5Mpa. This is to satisfy the
공기 저장 압력의 영향은 도 8(b) 및 (c)에 나타내었다. 총 공기 충전량은 초기 충전된 공기 및 재사용 공기의 합이다. 공기 저장 압력이 증가하면, 액체 공기의 수율이 증가하고, 재사용 공기의 양이 줄어든다. 따라서, 에너지 저장 모드의 에너지 소비는 감소하고, 에너지 방출 모드의 전력 생산은 증가한다. The effect of the air storage pressure is shown in FIGS. 8(b) and (c). The total air charge is the sum of the initially charged air and the reclaimed air. As the air storage pressure increases, the yield of liquid air increases and the amount of reusable air decreases. Accordingly, the energy consumption in the energy storage mode is reduced, and the power production in the energy release mode is increased.
다만, 공기 저장 압력이 증가하면, 액체 공기 저장 온도 및 배출 온도 또한 증가하여 에너지 배출 모드에서 냉열 에너지를 회복하기에는 불충분하다. 높은 저장 압력에서 공기와 프로판의 온도차이(제6열교환기 및 제7열교환기)는 MTD를 만족하지 않는다. 따라서 액체 공기를 목적하는 온도로 낮추기 위해서는 부가적인 냉각을 위한 에너지가 필요하다. 따라서, 본 발명에서는 저장 압력을 150kPa인 것이 바람직하고, 이때 MTD는 6℃이다. However, when the air storage pressure increases, the liquid air storage temperature and the discharge temperature also increase, which is insufficient to recover the cooling energy in the energy discharge mode. At high storage pressure, the temperature difference between air and propane (6th heat exchanger and 7th heat exchanger) does not satisfy the MTD. Therefore, additional cooling energy is required to lower the liquid air to the desired temperature. Therefore, in the present invention, it is preferable that the storage pressure is 150 kPa, in this case, the MTD is 6 ℃.
제1기화 라인(100) 제1순환 라인(200)
제2순환 라인(300) 제2기화 라인(400)
공기액화 라인(500) 공기발전 라인(600)
제3순환 라인(700) 기화공기 라인(800)
바이패스 라인(900) 제1열교환기(110)
제2열교환기(120) 제3열교환기(130)
제4열교환기(140) 제5열교환기(150)
제6열교환기(160) 제7열교환기(170)
제8열교환기(180) 제1가열기(210)
제2가열기(220) 제3가열기(230)
제4가열기(240) 제5가열기(250)
제1펌프(310) 제2펌프(320)
제3펌프(330) 제4펌프(340)
제5펌프(350) 제6펌프(360)
제7펌프(370) 제1터빈(410)
제2터빈(420) 제3터빈(430)
제4터빈(440) 압축기(510)
액화가스 공급부(610) 공기 공급부(620)
액체공기 저장부(630) 제1저장조(640)
제2저장조(650) 기액분리기(660)The
The
Air liquefaction line (500) Air power generation line (600)
Third circulation line (700) vaporized air line (800)
Bypass line (900) First heat exchanger (110)
Second heat exchanger (120) Third heat exchanger (130)
4th heat exchanger (140) 5th heat exchanger (150)
6th heat exchanger (160) 7th heat exchanger (170)
Eighth heat exchanger (180) first heater (210)
The
4th heater (240) 5th heater (250)
5th pump (350) 6th pump (360)
Seventh pump (370) First turbine (410)
Second Turbine (420) Third Turbine (430)
Fourth Turbine (440) Compressor (510)
Liquefied
Liquid air storage unit (630) first storage tank (640)
Second storage tank (650) Gas-liquid separator (660)
Claims (25)
제1기화 라인에 배치되고, 액화가스와 제1작동 유체를 열교환하는 제1열교환기;
제1열교환기에서 액화가스와 열교환되는 제1작동 유체가 순환하는 제1순환 라인;
제1기화 라인에 배치되고, 액화가스와 제2작동 유체를 열교환하는 제2열교환기;
제2열교환기에서 액화가스와 열교환되는 제2작동 유체가 순환하는 제2순환 라인;
액화가스 공급부와 제1열교환기 사이에서 제1기화 라인과 분기되고, 제1열교환기와 제2열교환기 사이에서 제1기화 라인과 연결되는 제2기화 라인;
제2기화 라인에 배치되고 액화가스와 공기를 열교환하는 제3열교환기;
제3열교환기에서 액화가스와 열교환되는 공기를 공기공급부로부터 액체공기 저장부로 이송하는 공기액화 라인;
제1순환 라인 및 제2순환 라인에 각각 설치되어 제1작동 유체 및 제2작동 유체를 이용하여 동력을 발생시키는 제1 터빈 및 제2 터빈;
공기액화 라인에 배치되고, 제3열교환기와 액체공기 저장부 사이에 설치되며, 액화가스와 열교환된 공기를 이용하여 동력을 발생시키는 제4터빈;
제4터빈과 액체공기 저장부 사이에 설치되고, 공기를 기체 또는 액체로 분리하는 기액분리기; 및
기액분리기에서 공기액화 라인과 분기되고, 제3열교환기를 통과하여 공기 공급부로 연결되는 기화공기 라인을 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
a first vaporization line for supplying liquefied gas from the liquefied gas supply unit;
a first heat exchanger disposed in the first vaporization line and exchanging heat between the liquefied gas and the first working fluid;
a first circulation line through which a first working fluid exchanged with liquefied gas in the first heat exchanger circulates;
a second heat exchanger disposed in the first vaporization line and exchanging heat between the liquefied gas and the second working fluid;
a second circulation line through which a second working fluid exchanged with the liquefied gas in the second heat exchanger circulates;
a second vaporization line branched from the first vaporization line between the liquefied gas supply unit and the first heat exchanger, and connected to the first vaporization line between the first heat exchanger and the second heat exchanger;
a third heat exchanger disposed in the second vaporization line and exchanging heat with liquefied gas and air;
an air liquefaction line for transferring the air exchanged with the liquefied gas in the third heat exchanger from the air supply unit to the liquid air storage unit;
first and second turbines respectively installed in the first and second circulation lines to generate power using the first and second working fluids;
a fourth turbine disposed in the air liquefaction line, installed between the third heat exchanger and the liquid air storage unit, and generating power using air heat-exchanged with liquefied gas;
a gas-liquid separator installed between the fourth turbine and the liquid air storage unit and separating air into gas or liquid; and
A liquid air storage and power generation system including a vaporized air line branched from the air liquefaction line in the gas-liquid separator and connected to the air supply unit through the third heat exchanger.
제1기화 라인은,
액화가스 공급부의 액화가스를 이송하기 위한 제1펌프; 및
제2열교환기 하류에 설치되는 제1가열기를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
The first vaporization line is
a first pump for transferring the liquefied gas of the liquefied gas supply unit; and
Liquid air storage and power generation system further comprising a first heater installed downstream of the second heat exchanger.
제1기화 라인은,
제1가열기 상류에서 분기되고, 제1가열기 하류에서 연결되는 바이패스 라인; 및
바이패스 라인의 개방을 조절하는 바이패스 조절수단을 더 포함하고,
제2열교환기 하류에서의 압력이 일정 압력 이상이면, 바이패스 조절수단에 의하여 바이패스 라인이 개방되는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
3. The method of claim 2,
The first vaporization line is
a bypass line branched from the first heater upstream and connected downstream from the first heater; and
Further comprising a bypass control means for controlling the opening of the bypass line,
A liquid air storage and power generation system in which the bypass line is opened by the bypass control means when the pressure in the downstream of the second heat exchanger is greater than or equal to a certain pressure.
제1순환 라인은,
제1열교환기와 제1터빈 사이에 설치되고, 액화가스와 열교환된 제1작동 유체와 터빈에서 배출된 제1작동 유체를 열교환하는 제4열교환기;
제4열교환기와 제1터빈 사이에 설치되고, 제1작동 유체를 가열하는 제2가열기; 및
제1열교환기와 제4열교환기 사이에 설치되는 제2펌프를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
The first circulation line is
a fourth heat exchanger installed between the first heat exchanger and the first turbine and exchanging heat between the first working fluid heat-exchanged with the liquefied gas and the first working fluid discharged from the turbine;
a second heater installed between the fourth heat exchanger and the first turbine and configured to heat the first working fluid; and
Liquid air storage and power generation system further comprising a second pump installed between the first heat exchanger and the fourth heat exchanger.
제1순환 라인은,
복수의 제2가열기 또는 복수의 제1터빈이 직렬 설치된 액체공기 저장 및 발전 시스템.
4. The method of claim 3,
The first circulation line is
A liquid air storage and power generation system in which a plurality of second heaters or a plurality of first turbines are installed in series.
제2순환 라인은,
제2열교환기와 제2터빈 사이에 설치되고, 액화가스와 열교환된 제2작동 유체와 터빈에서 배출된 제2작동 유체를 열교환하는 제5열교환기;
제5열교환기와 제2터빈 사이에 설치되고, 제2작동 유체를 가열하는 제3가열기; 및
제2열교환기와 제5열교환기 사이에 설치되는 제3펌프를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
The second circulation line is
a fifth heat exchanger installed between the second heat exchanger and the second turbine and exchanging heat between a second working fluid heat-exchanged with liquefied gas and a second working fluid discharged from the turbine;
a third heater installed between the fifth heat exchanger and the second turbine and configured to heat the second working fluid; and
Liquid air storage and power generation system further comprising a third pump installed between the second heat exchanger and the fifth heat exchanger.
제2순환 라인은,
복수의 제3가열기 또는 복수의 제2터빈이 직렬 설치된 액체공기 저장 및 발전 시스템.
7. The method of claim 6,
The second circulation line is
A liquid air storage and power generation system in which a plurality of third heaters or a plurality of second turbines are installed in series.
액체공기 저장부로부터 액체공기를 공급하는 공기발전 라인을 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
Further comprising an air power generation line for supplying liquid air from the liquid air storage unit Liquid air storage and power generation systems.
공기액화 라인에 배치되고, 제3열교환기와 액체공기 저장부 사이에 설치되며, 공기와 제3작동 유체를 열교환하는 제6열교환기;
제6열교환기에서 공기와 열교환되는 제3작동 유체가 순환하는 제3순환 라인; 및
제3순환 라인 및 공기발전 라인에 배치되고, 제3작동 유체와 액체공기가 열교환하는 제7열교환기를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
9. The method of claim 8,
a sixth heat exchanger disposed in the air liquefaction line, installed between the third heat exchanger and the liquid air storage unit, and exchanging air with the third working fluid;
a third circulation line through which a third working fluid exchanged with air in the sixth heat exchanger circulates; and
The liquid air storage and power generation system further comprising a seventh heat exchanger disposed in the third circulation line and the air power generation line, wherein the third working fluid and liquid air exchange heat.
제3순환 라인은,
제6열교환기 하류와 제7열교환기 상류 사이에 설치되는 제1저장조;
제7열교환기 하류와 제6열교환기 상류 사이에 설치되는 제2저장조;
제1저장조와 제7열교환기 사이에 설치되는 제4펌프; 및
제2저장조와 제6열교환기 사이에 설치되는 제5펌프를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
10. The method of claim 9,
The third circulation line is
a first storage tank installed between the sixth heat exchanger downstream and the seventh heat exchanger upstream;
a second storage tank installed between the seventh heat exchanger downstream and the sixth heat exchanger upstream;
a fourth pump installed between the first reservoir and the seventh heat exchanger; and
Liquid air storage and power generation system further comprising a fifth pump installed between the second storage tank and the sixth heat exchanger.
공기액화 라인은,
공기 공급부와 제3열교환기 사이에 설치되고, 제3열교환기에서 배출된 액화가스와 공기 공급부에서 공급된 공기를 열교환하는 제8열교환기; 및
제8열교환기와 제3열교환기 사이에 설치되고, 공기를 압축하는 압축기를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
Air liquefaction line,
an eighth heat exchanger installed between the air supply unit and the third heat exchanger to exchange heat between the liquefied gas discharged from the third heat exchanger and the air supplied from the air supply unit; and
Installed between the eighth heat exchanger and the third heat exchanger, the liquid air storage and power generation system further comprising a compressor for compressing air.
공기액화 라인은,
복수의 제8열교환기 또는 복수의 압축기가 직렬 설치되는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
12. The method of claim 11,
Air liquefaction line,
A liquid air storage and power generation system in which a plurality of eighth heat exchangers or a plurality of compressors are installed in series.
기화공기 라인은,
제3열교환기를 통과한 공기를 가열하는 제4가열기를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
The vaporizing air line is
Liquid air storage and power generation system further comprising a fourth heater for heating the air that has passed through the third heat exchanger.
공기발전 라인에 설치되어 액체공기 저장부로부터 공급된 액체공기를 이용하여 동력을 발생시키는 제3 터빈을 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
9. The method of claim 8,
The liquid air storage and power generation system further comprising a third turbine installed in the air power generation line to generate power using liquid air supplied from the liquid air storage unit.
공기발전 라인은,
액체공기 저장부의 하류에서 액체공기를 이송하기 위한 제6펌프; 및
제6펌프와 제3터빈 사이에 설치되고, 액체공기를 가열하는 제5가열기를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
16. The method of claim 15,
air power line,
a sixth pump for transferring liquid air downstream of the liquid air storage unit; and
Installed between the sixth pump and the third turbine, the liquid air storage and power generation system further comprising a fifth heater for heating the liquid air.
공기발전 라인은,
복수의 제5가열기 또는 복수의 제3터빈이 직렬 배치된 액체공기 저장 및 발전 시스템.
17. The method of claim 16,
air power line,
A liquid air storage and power generation system in which a plurality of fifth heaters or a plurality of third turbines are arranged in series.
공기발전 라인은,
제5가열기 상류에 설치되는 제7펌프를 더 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
17. The method of claim 16,
air power line,
Liquid air storage and power generation system further comprising a seventh pump installed upstream of the fifth heater.
액체공기 저장부는,
안전 밸브, 측정계 및 냉각 장치를 포함하는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
Liquid air storage unit,
Liquid air storage and power generation systems including safety valves, gauges and cooling devices.
안전 밸브의 설정 압력은 0.2MPa 이하이고,
측정계는 압력 또는 온도 측정계이며,
냉각 장치는 액체공기 저장부의 내부에 형성된 코일 형태 또는 외부를 감싸는 형태로서, 냉각 매체가 코일 또는 외부를 통과하며 액체공기 저장부 내부를 냉각하는 것이고,
측정계의 압력 또는 온도가 설정된 수치 이상인 경우 냉각장치의 냉각 매체가 유입되는 액체공기 저장 및 발전 시스템.
20. The method of claim 19,
The set pressure of the safety valve is 0.2 MPa or less,
The measuring instrument is a pressure or temperature measuring instrument,
The cooling device is a coil formed inside the liquid air storage unit or a type surrounding the outside, and a cooling medium passes through the coil or the outside to cool the inside of the liquid air storage unit,
Liquid air storage and power generation system where the cooling medium of the cooling device flows in when the pressure or temperature of the measuring system is higher than the set value.
제1작동 유체 또는 제2작동 유체는 메탄, 에탄, 프로판 및 부탄 중에서 선택된 어느 하나인 액체공기 저장 및 발전 시스템.
According to claim 1,
The first working fluid or the second working fluid is any one selected from methane, ethane, propane and butane.
제3작동 유체는 메탄, 에탄, 프로판 및 부탄 중에서 선택된 어느 하나인 액체공기 저장 및 발전 시스템.
10. The method of claim 9,
The third working fluid is any one selected from methane, ethane, propane, and butane, liquid air storage and power generation system.
액화가스의 가스화와 함께 전기를 생산하는 평상 모드; 또는
액화가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 에너지 저장 모드로 작동 가능한 액체공기 저장 및 발전 방법.
using the system according to claim 1,
Normal mode to generate electricity with gasification of liquefied gas; or
A liquid air storage and power generation method that can be operated in an energy storage mode that stores energy by liquefying the stored gas along with gasification of the liquefied gas.
액화가스의 가스화와 함께 전기를 생산하는 평상 모드;
액화가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 에너지 저장 모드; 및
액화가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 추가로 생산하는 에너지 방출 모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드로 작동 가능한 액체공기 저장 및 발전 방법.
using the system according to claim 15;
Normal mode to generate electricity with gasification of liquefied gas;
Energy storage mode for storing energy by liquefying the storage gas together with the gasification of the liquefied gas; and
an energy release mode that generates electricity along with gasification of liquefied gas and additionally produces electricity through liquefied storage gas; A method of storage and power generation of liquid air operable in one or more modes selected from:
평상 시간대에서 평상 모드로 작동하고,
오프-피크 시간대에서 에너지 저장 모드로 작동하며,
온-피크 시간대에서 에너지 방출 모드로 작동하는 액체공기 저장 및 발전 방법.
25. The method of claim 24,
Operate in normal mode in normal time zone,
Operates in energy storage mode during off-peak hours,
A method for storing and generating liquid air that operates in an energy release mode during on-peak hours.
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